EFK, Alm.del - 2014-15 (2. samling) - Bilag 54: Markedsmodel 2.0

Energi-, Forsynings- og Klimaudvalget 2014-15 (2. samling)
EFK Alm.del Bilag 54
Offentligt

EFK, Alm.del - 2014-15 (2. samling) - Bilag 54: Markedsmodel 2.0 - Rapport fra Energinet.dk

Fremtidens elmarked

Markedsbaserede løsninger til en effektiv, grøn omstilling

Danmark og Europa er i fuld gang med en grøn omstilling af energisystemerne.

Markedsbaserede løsninger er en vigtig brik, for at omstillingen kan ske så

omkostningseffektivt som muligt. Derfor skal rammerne for elmarkedet

fremtidssikres, så vi er klar til endnu mere vedvarende energi og fortsat høj

forsyningssikkerhed. Markedsmodel 2.0-projektet har set frem mod 2030.

Elmarkedet har brug for nye mekanismer

Et velfungerende elmarked med en sund konkurrence bidrager til at sikre, at vi kan omstille

energisystemet til vedvarende energi så omkostningseffektivt som muligt. Derfor skal

markedsdesignet også ændres, i takt med at energisystemerne forandrer sig.

De bedste løsninger finder vi kun i fællesskab og på tværs af landegrænser. Med EU’s

Energiunion og bevægelser i landene omkring os åbnes mulighed for endnu mere

grænseoverskridende samarbejde.

Energinet.dk vil i tæt samarbejde med interessenter fremtidssikre rammerne for

elmarkedet. Flere områder kan kræve ny lovgivning og politisk stillingtagen eller vil kræve

enighed i nordisk regi eller fælles EU-regler. På mange områder skal mange parter gå i

samme retning for at løfte fremtidens udfordringer.

Tre hovedproblemstillinger og indsatsområder står klart, efter at Markedsmodel 2.0-

projektet har analyseret og undersøgt regler, mekanismer og tendenser i det nuværende

elmarked.

1: Kapacitet: Fortsat høj forsyningssikkerhed kræver handling

Hvis det nuværende elmarked fastholdes, øges risikoen for effektmangel, altså at der ikke

bliver produceret eller importeret tilstrækkeligt el til at dække det østdanske elforbrug i de

timer, hvor vinden ikke blæser. Det vil betyde, at Østdanmark fra 2025 vil kunne mangle

strøm i kontakten i længere tid, end Energinet.dk har sat som målsætning. Derfor er der

brug for nye mekanismer.

2: Fleksibilitet: Vind og vejr ændrer elsystemet

Elmarkedet mangler incitamenter til at drive en udvikling, der sikrer mere brug af strøm,

når den er billig, og mindre når det ikke blæser, og strømmen derfor er dyr. Der er brug for

mere fleksibilitet. Derfor skal markedsregler ændres, ligesom der er brug for nye

forretningsmodeller på markedet.

3: Kritiske egenskaber: Hvem skal levere, når kraftværkerne ikke kører?

En række af de egenskaber, der er kritiske for at kunne drive et elsystem, leveres i dag af

kraftværkerne. Men kraftværkerne kører i færre og færre timer. Der er derfor behov for

nye måder at fremskaffe disse kritiske egenskaber.

EFK, Alm.del - 2014-15 (2. samling) - Bilag 54: Markedsmodel 2.0 - Rapport fra Energinet.dk

Baggrund

Vi går mod et nyt energisystem

Ikke bare Danmark men hele Europa er i gang med en omstilling til mere vedvarende

energi, og det er ikke blot grønnere kilojoule på nye kedler. Der er tale om et

paradigmeskifte.

Vi kommer forsimplet sagt fra en tid, hvor der hver dag bliver skønnet, hvad husstande og

virksomheder i morgen skal bruge af strøm. Derefter bliver der produceret den mængde

energi, der passer til forbruget.

Fremover kommer langt hoveddelen af strømmen, som ”vinden blæser”, eller ”solen

skinner”. Det bliver altså ikke

forbruget,

men

produktionen,

der bliver styrende. Derfor skal

forbrugerne i fremtiden bruge mere strøm, når der er rigeligt, og mindre, når der er lidt.

Det kræver nye prissignaler, nye ydelser, ny teknik, og også nye måder at sikre vores

forsyningssikkerhed på.

Vi ser allerede nu eksempler på udviklingen og udfordringerne. Energinet.dk har netop

udbudt en strategisk reserve i Østdanmark for perioden 2016-2018 for at kunne opretholde

det samme niveau af forsyningssikkerhed. Og i Tyskland arbejdes der hårdt på at udbygge

højspændingsnettet, så mere strøm kan flyde mellem markederne – lige nu er der f.eks. en

flaskehals i det nordtyske net, der begrænser, at store mængder strøm, især når det

blæser, kan flyde frem og tilbage.

Markedsmodel 2.0

Mere svingende elproduktion giver flere udfordringer og stiller bl.a. spørgsmålstegn ved

forsyningssikkerheden. Derfor inviterede Energinet.dk i maj 2014 repræsentanter fra

producenter, brancheforeninger, statslige organisationer, forbrugere mv. til at deltage i

Markedsmodel 2.0-projektet. Målet har været at identificere udfordringer og pege på

løsninger for fremtiden. Projektet er gennemført i samarbejde med Quartz+Co og

Copenhagen Economics.

EFK, Alm.del - 2014-15 (2. samling) - Bilag 54: Markedsmodel 2.0 - Rapport fra Energinet.dk

Figur: Markedsmodel 2.0 er udviklet af Energinet.dk, i samarbejde med Quartz+Co

og Copenhagen Economics, samt med løbende input og feedback fra producenter,

brancheforeninger, forbrugssiden samt statslige organisationer

Markedsmodel 2.0-projektet har set meget bredt på udfordringerne. Oftest er det

spørgsmålet om effekt – hvem skal sikre strøm i stikkontakterne i fremtiden? – der bliver

diskuteret i offentligheden, men andre markedsmekanismer er også meget vigtige og

afgørende for udviklingen af elmarkedet.

Markedsmodel 2.0-arbejdet er blevet fulgt af et ”advisory board”, hvor repræsentanter fra

branchen har givet råd og input. Arbejdet er udført af flere underliggende arbejdsgrupper

med repræsentanter fra de deltagende organisationer. Det er bl.a. sket i workshops og

med studietur til Bruxelles.

Projektet sluttede i september 2015 med en teknisk baggrundsrapport, der dels indeholder

analyser af det nuværende elmarked og forsyningssikkerhedsniveauet frem mod 2030 mv.,

dels beskriver en række løsningsforslag.

Danmark hænger sammen med sine naboer

Når vi skal finde fremtidens løsninger, kan vi ikke bare viske den danske tavle helt ren og

begynde forfra. For det første er elmarkedet fyldt med eksisterende danske, nordiske og

europæiske regler og rammer, for det andet bliver markedet i stigende grad

grænseoverskridende, og vi er dybt afhængige af, hvad der sker i vores nabolande, og

hvilken vej både de enkelte lande og EU vælger at gå.

Når vi skal designe fremtidens markedsregler, skal vi se mod både nord, syd, øst, vest og

Bruxelles. Vi kan ikke nøjes med at have det korte lys på og kun søge efter løsninger og

lappeløsninger på nutidens problemer, omvendt kan vi heller ikke kun have det lange lys på

og udelukkende pejle efter 2050, hvor Folketingets mål er, at Danmark skal være

uafhængig af fossile brændsler.

Vi skal sikre konkurrence, innovation og sikker forsyning både i morgen og efter 2030.

EFK, Alm.del - 2014-15 (2. samling) - Bilag 54: Markedsmodel 2.0 - Rapport fra Energinet.dk

Energiunion og Europa i flere retninger

Danmark er en integreret del af det nordiske elmarked, og strøm handles på elbørsen Nord

Pool Spot. Strøm flyder på tværs af grænser, og udbud og efterspørgsel afgør time for time

elprisen.

Der er desuden lavet mange succesfulde samarbejder og fælles regler, som løbende har

koblet Europas elmarkeder tættere på hinanden. Bl.a. er landene fra Finland i nord til

Portugal i syd nu sammen i ”Markedskobling af regioner”, der har fjernet nogle

grænsebomme og gjort det lettere at sende strøm på tværs af grænser og de regioner,

som det elektriske europakort er delt op i.

Og udviklingen går mod et endnu større og et endnu mere integreret europæisk marked.

Europa-Kommissionen vil med sit forslag om en Energiunion tage det indre marked for

energi et skridt videre, bl.a. mere forpligtende europæisk og regionalt samarbejde og bedre

grænseoverskridende infrastruktur, så mere strøm kan flyde over grænserne – vind og

vandkraft fra nord mod syd, sol den anden vej osv. Forslaget peger også på, at der er brug

for et nyt elmarkedsdesign, der skal understøtte konkurrence og en effektiv omstilling til

mere vedvarende energi, involvere forbrugerne og samtidig sikre forsyningssikkerheden,

bl.a. mener EU-Kommissionen, at landene i højere grad skal dele back up-kapacitet.

Netop spørgsmålet om back up - ”Hvad sker der, når kraftværkerne lukker, og mere strøm

kommer, som vinden blæser” - har sat initiativer i gang i en række lande. Flere lande er

allerede i gang med at implementere løsninger, men landenes løsninger varierer i både mål

og midler.

Også Tyskland arbejder med at fremtidssikre sit elmarked. Tyskland er ikke bare Danmarks

naboland mod syd, men også storforbruger, storproducent og knudepunkt i Europa. Den

vej, Tyskland vælger at gå, vil smitte af på det danske elmarked.

Det tyske økonomi- og energiministerium er kommet med konkrete forslag til at:



etablere en ”strategisk reserve” til at sikre effekttilstrækkelighed



åbne balancemarkedet, så nye aktører kan deltage (fleksibelt forbrug,

nødstrømsgeneratorer, producenter af vedvarende energi, elbiler og batterier mm.)

kombineret med tiltag, der skal gøre det nemmere at handle med fleksibilitet



udvikle markedet, så der kan handles tættere på forbrugstidspunktet



fjerne restriktioner på prisdannelsen i elmarkedet og stærkere incitamenter til at

skabe balance mellem produktion og forbrug

Desuden har Tyskland taget initiativ til en “Joint Declaration for Regional Cooperation on

Security of Electricity Supply in the Framework of the Internal Energy Market”.

Erklæringen, som 12 lande, heriblandt Danmark, er fælles om, lægger op til mere åbne el-

grænser og øget samarbejde, når systemerne i de enkelte lande er pressede. Erklæringen

lægger også op til, at forsyningssikkerheden skal vurderes regionalt frem for nationalt.

EFK, Alm.del - 2014-15 (2. samling) - Bilag 54: Markedsmodel 2.0 - Rapport fra Energinet.dk

Sikring af elkapacitet

Er der også strøm i stikkontakterne den kolde, vindstille vinterdag, eller når anlæg skal

vedligeholdes om sommeren? Spørgsmålet er relevant, i takt med at mere vindkraft tager

over. Når nye vedvarende energikilder kommer ind, skubbes andet ud, og nogle

kraftværker og kraftvarmeværker vil blive udkonkurreret, lukke eller blive omdannet til

rene varmeværker.

Hvad er forsyningssikkerhed?

Danmark har en af Europas højeste forsyningssikkerheder. I 2014 havde

elforbrugerne f.eks. strøm i 99,997 procent af tiden.

Forsyningssikkerhed består af to dele

1: ”Systemsikkerhed” – om der er de egenskaber tilstede i systemet, der gør, at

det kan håndtere fejl, f.eks. en kortslutning.

2: ”Systemtilstrækkelighed” – om der bliver produceret eller importeret nok

strøm til at dække behovet, også kaldet effekt, og om der er tilstrækkelig

infrastruktur til at få den frem til forbrugerne.

Danmark har aldrig i nyere tid haft strømsvigt pga. effektmangel. Strømsvigt

har altid skyldtes storme, væltede træer, flyvende havetrampoliner,

kortslutninger i transformere, lynnedslag, overgravning af ledninger, overrivning

af søkabler osv.

Det er Energinet.dk's ambition, at elforbrugere fortsat oplever en høj

forsyningssikkerhed, dvs. at danskerne i gennemsnit, set over en årrække,

maksimalt skal undvære strøm 20 minutter om året, som følge af

systemsikkerhed og effekttilstrækkelighed i Energinet.dk's net. Heraf må

effektmangel maksimalt udgøre 5 minutter.

De 5 minutter er et gennemsnit og dækker f.eks. over en årrække med ingen

afbrud efterfulgt af ét stort nedbrud, hvor strømmen forsvinder i længere tid,

f.eks. 60 minutter i en del af landet.

De 5 minutter dækker over sjældne hændelser, hvor det f.eks. er vindstille,

solen ikke skinner, hvor der er havari på en udlandsforbindelse, og hvor

lokalområder eller regioner vil miste strømmen.

Diskussionen kan ikke isoleres til et spørgsmål om for eller imod flere danske vindmøller.

For uanset hvordan og hvor hurtigt Danmark udbygger med vindmøller, vil vind blive

dominerende for vores elmarked. Det skyldes en kraftig vindudbygning i regionen, og i den

sammenhæng spiller Danmark en mindre rolle. Nordtyskland har allerede tre gange så

meget vindmøllekapacitet som Danmark og vil i 2020 have fem gange så meget. Sverige

overhalede sidste år den totale danske vindkapacitet. Også andre lande i regionen

udbygger vindkapaciteten kraftigt. De store mængder vindenergi rundt om os smitter af på

det danske elmarked og de danske elpriser.

EFK, Alm.del - 2014-15 (2. samling) - Bilag 54: Markedsmodel 2.0 - Rapport fra Energinet.dk

Danmark har ikke i nyere tid oplevet strømsvigt på grund af effektmangel, men der er på den helt

korte bane tegn på, at fem-minutters-ambitionen kan blive udfordret i Østdanmark. Derfor har

Energinet.dk netop udbudt 200 MW strategisk reserve i Østdanmark. Reserven skal virke frem til

udgangen af 2018, hvorefter en ny elforbindelse til Tyskland i forbindelse med den kommende

havmøllepark Kriegers Flak sættes i drift og forbedrer effektsituationen i Østdanmark.

På den længere bane er det Markedsmodel 2.0-projektets konklusion, at Vestdanmark kan

opretholde ambitionen om at have maksimalt fem minutters afbrud i et gennemsnitsår på

grund af effektmangel. I Østdanmark ser det anderledes ud, og udviklingen peger på, at

om ca. ti år vil ambitionen kunne begynde at komme under pres. Forskellen mellem Vest-

og Østdanmark skyldes særligt, at Vestdanmark har større kapacitet på udlandsforbindelser

og er forbundet til flere forskellige naboområder end Østdanmark. Vestdanmark har

dermed sine æg i flere forskellige kurve end Østdanmark, og den udvikling forstærkes med

nye forbindelser til Holland og potentielt England.

I Østdanmark forventes niveauet i 2030 at vokse til ca. 7-14 minutter, viser Markedsmodel

2.0-analyserne. Spændet fra 7 til 14 minutter er et resultat af, at der er regnet på flere

scenarier, som tager højde for flere hastigheder i omstillingen til mere vedvarende energi,

EFK, Alm.del - 2014-15 (2. samling) - Bilag 54: Markedsmodel 2.0 - Rapport fra Energinet.dk

elprisernes udvikling og udbygningen af elforbindelser. Skulle der opstå mere uventede

situationer, f.eks. at elpriserne bliver lavere end forventet, kan antallet af afbrudsminutter

blive op imod det dobbelte. Omvendt kan uventede situationer også betyde, at udviklingen

bliver bedre end forventet.

Udviklingen i afbrudsminutter afspejler, at der sker en stor reduktion i den centrale og

decentrale termiske kraftværkskapacitet både i Øst- og Vestdanmark frem mod 2030.

Danmark har historisk haft stor produktionskapacitet på centrale og decentrale

kraftvarmeværker. Mange står de næste 5-15 år over for større investeringsbeslutninger,

som kan afgøre, om de skal lukke eller forblive i markedet.

For de

centrale værker

ventes det, at kapaciteten vil kunne falde fra 3800 MW til mellem

1900 og 2350 MW i 2030, afhængigt af hvilket scenarie udviklingen vil følge. Det kan i dag

ikke betale sig for aktører at bygge nye, centrale kraftværker. Ren strømproduktion kan

ikke klare sig på elmarkedet. Priserne er for lave. De mindst rentable værker ventes at

lukke. Andre værker vil foretage levetidsforlængelser og deciderede konverteringer til

biomasse. Mange af værkerne ventes at nedskalere elkapaciteten og gå fra at være

”kraftvarme” til at være ”varmekraft”, hvor strømproduktionen er sekundær.

For de

decentrale værker

ser situationen tilsvarende ud. Afhængig af hvilket scenarie

udviklingen vil følge, forventes den decentrale kraftværkskapacitet at kunne falde fra 2400

MW til mellem 1550 og 1700 MW. Tallene inkluderer affaldsværker m.v. Kun de største og

mest effektive værker forventes at kunne se et potentiale i at reinvestere i

kraftvarmeproduktion. Flere ventes at supplere varmeproduktionen med en varmepumpe

eller lignende og dermed ikke reinvestere i noget, der i samme grad kan producere el.

Andre vil lukke. En særlig driver af udviklingen er bortfaldet af den særlige støtte,

”grundbeløbet”, som mange værker får, i 2018. Andre begivenheder kan også få betydning

for udviklingen, som f.eks. ophævelse af kraftvarmekrav i de decentrale

kraftvarmeområder.

EFK, Alm.del - 2014-15 (2. samling) - Bilag 54: Markedsmodel 2.0 - Rapport fra Energinet.dk

I Markedsmodel 2.0-projektet er der vurderet forskellige muligheder for at fastholde

ambitionen om de fem minutter ved at etablere en strategisk reserve og eller et

kapacitetsmarked.

FAKTABOKSE

Hvad er strategisk reserve?

En strategisk reserve står uden for markedet og aktiveres kun, når markedet

ikke selv kan få udbud og efterspørgsel til at mødes. En strategisk reserve kan

være elproduktionsanlæg eller enheder med fleksibel forbrugsafkobling.

Reservekapaciteten bydes ind til et såkaldt ”prisloft”. Elmarkedet har i dag et

prisloft, fordi forbrugssiden traditionel har været ufleksibel. Forbrugeren har

været ”blind” for elprisen i den enkelte time, og derfor ikke reageret, og det har

potentielt resulteret i en ”uendelig” høj pris, hvis udbud og efterspørgsel ikke

kunne mødes.

I en strategisk reserve køber TSO’en den manglede kapacitet. Den skal kun

anvendes, når alle kommercielle muligheder er udtømte. Den giver derfor

mindre påvirkning af kommercielle dispositioner i markedet.

En strategisk reserve stilles til rådighed for en årrække eller lign. efter offentligt

udbud.

Hvad er et kapacitetsmarked?

I kapacitetsmarkedet købes den samlede ønskede mængde af kapacitet.

Markedsaktørerne byder ind i en kapacitetsauktion og modtager den pris,

markedet bestemmer. Aktørerne får betaling for at stille kapacitet til rådighed.

Kapacitet, som lever op til kravene, modtager betalingen i tillæg til deres

almindelige indtjening på andre elmarkeder, f.eks. spotmarkedet. Det adskiller

sig fra strategisk reserve ved at kapacitet fortsat agerer normalt på elmarkedet

og sælger sin produktion i tillæg til sin indtjening på kapacitetsmarkedet.

I Europa har en række lande foretaget forskellige valg. Sverige, Finland, Belgien og senest

Tyskland går efter en strategisk reserve, mens Storbritannien, Frankrig og Italien går efter

et kapacitetsmarked.

EFK, Alm.del - 2014-15 (2. samling) - Bilag 54: Markedsmodel 2.0 - Rapport fra Energinet.dk

Analyserne i Markedsmodel 2.0 peger på, at en strategisk reserve vil være den bedste

måde at håndtere de forventede behov på. En strategisk reserve er en afgrænset, målrettet

betaling for at fastholde kapacitet og er derfor en mindre vidtgående løsning. Samtidig er

det et fleksibelt instrument, der relativt hurtigt kan skrues op og ned for, i takt med at

behovet opstår. Det vil være en større ændring af markedet, hvis man vælger at indføre et

kapacitetsmarked. Samtidig påvirker et kapacitetsmarked konkurrencen i nabolandene.

Netop derfor anbefaler Europa-Kommissionen, at en sådan løsning skal tænkes ind i en

bredere regional sammenhæng. Da Tyskland og Sverige går en vej med strategiske

reserver, er der god fornuft i, at Danmark ikke isoleret forfølger en vej mod et

kapacitetsmarked.

Danmark adskiller sig fra resten af Europa ved at have mange kraftvarmeværker, der

producerer både varme og el. Derfor har projektet analyseret en særlig variant af en

strategisk reserve, som gør det muligt, at et kraftværk kan producere varme, samtidig med

at det deltager i en strategisk reserve. Analyserne peger på, at både fordelene og

ulemperne ved den model afhænger meget af, hvilke kraftværker der på det helt konkrete

tidspunkt byder sig til en strategisk reserve. Derfor anbefales det, at man kigger på

modellen igen, når det måske igen bliver aktuelt at etablere en strategisk reserve.

Markedsmodel 2.0-analyserne peger på, at betalingerne fra forbrugere til producenter i et

kapacitetsmarked vil kunne udgøre ca. 750 mio. kr. årligt – stigende til mere end tre gange

så meget, hvis udenlandsk kapacitet skal kunne modtage danske kapacitetsbetalinger.

Årsagen er, at Danmark derved skal betale for den kapacitet, der i dag stilles til rådighed

over udenlandsforbindelserne via elmarkedet. En strategisk reserve på Sjælland forventes

at medføre betalinger fra forbrugere til producenter på op til 60 mio. kr. stigende til 100

EFK, Alm.del - 2014-15 (2. samling) - Bilag 54: Markedsmodel 2.0 - Rapport fra Energinet.dk

mio. kr. årligt, hvis tingene udvikler sig mere negativt end forventet. Betalingerne er ikke

udtryk for den samfundsøkonomiske omkostning, der vil være lavere.

Energinet.dk anbefaler:

Der arbejdes på at anvende en strategisk reserve som udgangspunkt for at løse et

eventuelt problem med manglende kapacitet i Østdanmark efter 2025. Løsningen

skal, når behovet opstår, holdes op mod andre alternativer, f.eks. en ny

elforbindelse mellem Vestdanmark og Østdanmark, en ny variant af strategisk

reserve, som i højere grad muliggør deltagelse af kraftvarmeværker mv.

Energinet.dk følger udviklingen i ind- og udland, i især Tyskland og de nordiske

lande, nøje og redegør for den i den årlige Forsyningssikkerhedsredegørelse, for at

kunne vurdere om den valgte løsning fortsat er hensigtsmæssig.

Fleksibilitet hos forbrugerne

Markedet er stift og mangler fleksibilitet

Hvis en omstilling til mere vedvarende energi skal lykkes, skal el anvendes i flere sektorer

og fortrænge brændsler som olie og kul. For at det kan ske effektivt, skal fleksibelt forbrug

spille en større rolle. Det skal ske gennem effektive markeder med lavere adgangsbarrierer

og bæredygtige forretningsmodeller – frem for støtteordninger møntet på fleksibelt forbrug.

Varmepumpen skal køre i private hjem, når der er rigeligt med vind og lave elpriser, og

elbilen skal pause sin opladning, hvis det er vindstille, kulkraftværkerne kører på fuldt tryk,

og elprisen er høj. Virksomheden skal nemmere kunne byde sin strømforbrugende

smelteovn ind og tjene penge på at levere fleksibilitet i få minutter eller timer, ligesom

hospitaler og institutioner med nødstrømsanlæg skal have en gevinst ud af at afprøve deres

back-up-forsyning i de perioder, hvor det også gavner det samlede elsystem.

Der er allerede udført masser af forskning og udvikling i netop fleksibelt forbrug, og

elsystemet har de senere år taget store teknologiske skridt i den fleksible retning. Dertil

kommer timeaflæste målere, som bliver installeret hos alle de mindre forbrugere, en

DataHub, der samler alle oplysninger om vores elforbrug, og en såkaldt Engrosmodel, der

bygger ovenpå og skaber mulighed for yderligere konkurrence og innovative

forretningsmodeller.

Det er forventningen, at elsektoren gradvist vil opleve en lige så stor udvikling, som den

f.eks. telesektoren har gennemgået. Hvor nye produkter og abonnementer ændrer

forbrugernes opfattelse af det at være elkunde – f.eks. ved at man køber sin kummefryser

inkl. elforbruget eller får et skræddersyet elabonnement, der præcist passer til sit forbrug

ift. mængde og tidspunkt.

Samlet set vurderer Markedsmodel 2.0-projektet, at på den korte bane kan 300-450 MW

fleksibilitet umiddelbart bringes i spil. Her er kun talt nødstrømsanlæg, bygninger og el-

intensiv industri med.

Det vil kunne fjerne ca. halvdelen af den forventede forværring i forsyningssikkerheds-

niveauet i Østdanmark.

Frem mod 2030, hvor elbiler, varmepumper mv. sammen med mange andre nye

intelligente apparater forventes at komme til at spille en langt større rolle, skønnes

potentialet at vokse. Alene elbiler og varmepumper ventes at kunne bidrage med 700-900

MW.

EFK, Alm.del - 2014-15 (2. samling) - Bilag 54: Markedsmodel 2.0 - Rapport fra Energinet.dk

Figur:

Fleksibelt elforbrug, i form af elbiler og varmepumper, forventes at spille en

central rolle i fremtidens elsystem, men i første omgang er det industrien og

nødstrømsanlæg, der ventes at kunne levere fleksibilitet.

Ny rolle skal pulje fleksibilitet

En af de vigtigste barrierer, Markedsmodel 2.0 identificerer, er manglen på aktører, der kan

og vil samle og koordinere fleksibelt forbrug fra private husstande, institutioner og

virksomheder.

Der er brug for en ny rolle i elmarkedet, en såkaldt ”3. parts aggregator”. Begrebet dækker

over en specialiseret funktion, der både kender de enkelte elbilbatteriers ydeevne, og ved

hvordan den samme type varmepumpe virker i henholdsvis et 70’er parcelhus og en

murermestervilla fra 30’erne. En helt ny aktør eller en eksisterende aktør, der dels kan

tilbyde nye specialprodukter til den enkelte kunde og dels pulje fleksibiliteten fra mange

kunder og spille den ind som en samlet mængde i markedet.

En række nuværende regler, både danske og europæiske, tager dog ikke højde for behovet

for den nye rolle. Problemet er todelt. For det første er adgangsbarriererne høje, bl.a. fordi

den nye 3. parts aggregator indledningsvist skal forhandle aftaler på plads med de ca. 15

forskellige selskaber, som har balanceansvaret for aggregatorens potentielle kunder. For

det andet er de løbende omkostninger høje ift. indtjeningspotentialet, og omkostningerne

for målingen af det fleksible forbrug hos den enkelte kunde og på det enkelte apparat

EFK, Alm.del - 2014-15 (2. samling) - Bilag 54: Markedsmodel 2.0 - Rapport fra Energinet.dk

diskuteres. I dag har langt de fleste forbrugere kun én hovedmåler, men der kan være

behov for at udvide med en ekstra måler til afregning af det fleksible forbrug.

Energinet.dk foreslår:

At Energinet.dk i dialog med branchen arbejder videre med at fastlægge rammer

og skabe grobund for en 3. parts aggregator. F.eks. ved at reducere

adgangsbarriererne og løbende omkostninger til aggregering. Erfaringer fra

Storbritannien og det øvrige udland inddrages i vurderingen. Derefter kan

Energinet.dk tilpasse forskrifterne til 3. parts aggregatorer. Ændringerne skal

godkendes af Energitilsynet.

At Energinet.dk i internationalt regi arbejder på at ændre regler, der vil gøre

markedet mere tilgængeligt for fleksibelt forbrug. Det er vigtigt, at evt. tiltag

koordineres med det arbejde, der foregår i vores øvrige nabolande.

At Energinet.dk støtter op om initiativer i branchen, der understøtter øget

fleksibilitet. Det kan f.eks. være temadage, kurser, besøg hos relevante aktører

mv. for at opbygge viden om fleksibelt forbrug hos forbrugere, virksomheder,

bygningsejere og elleverandører mv.

Højere prislofter

Mange forbrugere mangler incitamenter til at gøre deres forbrug mere fleksibelt. Der

mangler et ”what’s in it for me?”, når den enkelte familie kun kan spare få hundrede kroner

om året. Forskellen mellem at varme vandet, vaske tøjet eller lign. i perioder med lave eller

høje elpriser er lille.

Et hævet prisloft – den maksimale pris for en kWh på spotmarkedet - vil være et af de

tiltag, der vil øge incitamentet hos elforbrugerne til at tilpasse forbrug efter, hvor meget de

er villige til at betale. I dag er prisloftet 3.000 euro pr MWh.

Fleksibiliteten forventes at kunne stige, når der er større forskel på de billige og dyre timer.

Desuden vil et højere prisloft i højere grad overlade det til markedet at fordele strømmen i

situationer, hvor Energinet.dk ellers ville være nødt til vilkårligt at bortkoble elforbrugere

for at opretholde spændingen i elnettet, såkaldte brown outs. I dag vil brown outs blive

foretaget uden hensyntagen til individuel betalingsvilje. Et hævet prisloft vil også bidrage til

effekttilstrækkeligheden ved at give elproducenterne en større betaling for at levere

kapacitet i pressede effektsituationer.

En højere betaling for strøm i knaphedssituationer vil til dels modsvares af lavere

omkostninger til Energinet.dk’s betaling for strategiske reserver, da behovet falder med et

højere prisloft. Forbrugere forsikrer sig mod prissvingninger ved at indgå kontrakter med

leverandørsiden, f.eks. via fastprisaftaler eller prisafhængige bud.

Energinet.dk foreslår:

At Energinet.dk arbejder for at hæve prisloftet fra € 3.000 pr. MWh til et niveau,

der i højere grad afspejler forbrugernes reelle værdi af strøm. Det skal undersøges

nærmere, hvilket prisloft der vil være det rigtige. Danmark kan ikke isoleret hæve

prisloftet, det skal foretages i fællesskab med landene i det priskoblede område,

men tendenser i flere lande, bl.a. Tyskland og Frankrig, peger allerede i den

retning.

EFK, Alm.del - 2014-15 (2. samling) - Bilag 54: Markedsmodel 2.0 - Rapport fra Energinet.dk

Fleksibilitet i markedet

Også når det kommer til de dele af elmarkedet, som den almindelige forbruger sjældent,

måske aldrig, tænker over, er der brug for ændringer. Der er gennem årene udviklet

forskellige markeder og platforme for at skabe konkurrence og sikre, at strøm kan handles

på tværs af grænser og mellem producenter og forbrugere. Elmarkedet består i dag bl.a.

af:

Day-ahead-markedet

Det meste af danskernes el handles på den fællesnordiske elbørs Nord Pool Spot, som er en

integreret del af markedskoblingen. På ”day-ahead-markedet” angiver producenter, hvad

de vil sælge af strøm i det efterfølgende døgn. Kl. 12 indsender elleverandører og

producenter hhv. købs- og salgsbud. Udbud og efterspørgsel afgør time for time spotprisen.

Intra-day-markedet

Alle aktører skal have tilknyttet en balanceansvarlig, som skal sikre balance mellem

indmeldt produktion og indmeldt forbrug. Balanceansvarlige kan på intra-day-markedet

handle sig i balance og evt. korrigere for uforudsete ubalancer indtil 45 min. før driftstimen.

Derefter overtager Energinet.dk balancestyring og -afregning.

Regulerkraft- og balance-markedet

Der findes også et regulerkraftmarked, hvor producenter og forbrugere sælger kapacitet til

Energinet.dk, hvis der er behov i selve driftstimen for at regulere op eller ned for at sikre

balancen.

Desuden køber Energinet.dk automatiske reserver for at kunne opretholde

forsyningssikkerheden i driftsøjeblikket, og udjævne selv de mindste ubalancer i forbrug

eller produktion, eller hvis f.eks. kraftværker, havmølleparker eller udlandsforbindelser

falder ud. Elmarkedet har yderligere en række platforme, auktioner mv., bl.a. auktioner

over transmissionsrettigheder på højspændingsforbindelserne mellem Danmark og

Tyskland.

Mere marked, mindre TSO

Markedsmodel 2.0 har undersøgt en række regler og mekanismer der – til trods for at de i

sin tid er lavet for at fremme konkurrence og sikker forsyning - ikke fremover er

hensigtsmæssige. Oftest giver det ikke mening at se isoleret på én mekanisme og løse ét

specifikt problem, da ændringer ét sted får konsekvenser flere andre steder.

”Mere marked, mindre TSO” kunne være den overordnede linje, Markedsmodel 2.0 lægger

op til, når det kommer til at redesigne og fremtidssikre reglerne inden for

balancemarkedet. Herunder er flere eksempler på mekanismer, der er brug for at tilrette,

ændre eller fjerne.

EFK, Alm.del - 2014-15 (2. samling) - Bilag 54: Markedsmodel 2.0 - Rapport fra Energinet.dk

Bedre mulighed for handel tættere på driftstimen

I takt med at der kommer mere og mere svingende vindproduktion, vil uforudsigelighed i

elsystemet spille en langt større rolle. Derfor får aktørerne behov for at kunne handle

tættere på driftstimen. I dag kan de i intra-day-markedet kun handle indtil en time før

driftstimen. Derefter lukker markedet, og Energinet.dk overtager ansvaret.

Analyser viser, at kun halvdelen af de fejlskøn, der bliver lavet i handlerne dagen før

driftstimen, bliver fjernet ved muligheden for at handle op til én time før, markedet lukker.

Der er altså brug for endnu kortere deadline for at skabe den nødvendige fleksibilitet og

dermed overordnet balance i elnettet. Der er også brug for kvartersopløsning af

handelstidspunkterne i regulerkraftmarkedet.

Men kortere deadline skaber omvendt udfordringer og bekymringer andre steder. Jo

tættere man handler på driftstimen, jo mindre manøvretid har det ansvarlige kontrolrum

for at reagere på ubalancer og dermed undgå eksempelvis strømsvigt. Løsningerne skal

derfor findes i krydsfeltet mellem, at det som udgangspunkt er markedet og ikke det

systemansvarlige transmissionsselskab, der skal skabe den nødvendige balance, og at der

skal være de nødvendige redskaber i værktøjskassen hos den systemansvarlige.

Andre lande, bl.a. Holland og Belgien, har i dag et marked, hvor der handles tættere på

driftstimen, og der kommer sandsynligvis også fælles EU-regler, network codes, der

trækker samme vej.

Energinet.dk anbefaler:

At Energinet.dk sammen med de nordiske TSO'er arbejder på at indføre handel

tættere på driftsøjeblikket. Det er i tråd med de network codes, som sideløbende er

ved at blive udarbejdet i EU.

Balance før driftsdøgnet skal tilpasses

En anden regel, der bør tilpasses, er ”Balance før driftsdøgnet”. Den er lavet i en tid, hvor

det var nødvendigt for det systemansvarlige transmissionsselskab at planlægge i god tid,

men må anses for at være forældet i sin nuværende form: Reglen siger dybest set: ”Du må

ikke være i ubalance”, men med meget mere svingende elproduktion strider en regel om at

være i balance et helt døgn før produktionen imod naturlige karakteristika i det nye

marked.

Energinet.dk råder i dagligdagen over både hurtige og langsomme reserver til at håndtere

ubalancer. Med flere af de hurtige reserver kan Energinet.dk handle mere effektivt, og

dermed bliver der plads til at markedet kan arbejde tættere på driftsøjeblikket.

Energinet.dk anbefaler:

Energinet.dk arbejder på at tilpasse markedsforskriften om balance før

driftsdøgnet, fordi den går imod principperne om at bringe handlen tættere på

driftsøjeblikket. Praksis er allerede i løbet af de seneste år blevet blødt op, så

kravet ikke længere fremstår som en ”pligt”, men en ”service”.

Ubalancer skal afregnes ens

Det er svært at lave præcise prognoser over vindmøllestrøm og el fra solceller. Og det er

ikke nødvendigvis dårligt, at der er forskel på den strøm, aktører forventer at producere, og

den de ender med at producere, blot der er et reelt og gennemskueligt marked, hvor

aktøren med ubalancen har incitament til at handle sig i balance. Men i dag er der regler,

der ikke tilskynder til fleksibilitet eller modarbejder incitamenterne, fordi der er forskellige

priser og sanktioner.

EFK, Alm.del - 2014-15 (2. samling) - Bilag 54: Markedsmodel 2.0 - Rapport fra Energinet.dk

I dag er der forskel på, hvordan ubalancer afregnes for forbrugsansvarlige og for

produktionsansvarlige. Forskellen er baseret på, om en aktørs ubalancer ”hjælper”

systemet i balance – f.eks. mindre produktion end ventet i en time med overproduktion -

eller ”forværrer” ubalancen – f.eks. overproduktion i en time med samlet overproduktion.

For produktion anvendes den såkaldte topris-model, hvor der gives en dårligere afregning,

hvis en aktørs ubalance forværrer situationen, end hvis ubalancen hjælper systemet. For

forbrug gælder derimod énpris-modellen, og den har samme afregningspris, uanset om

ubalancen hjælper eller forværre systemet. Den uens betaling mellem forbrug og

produktion kan give incitamenter til suboptimering.

Energinet.dk anbefaler:

At Energinet.dk arbejder på, i samarbejde med de nordiske TSO’er, at ensrette

ubalanceafregningen. Priser på ubalancer skal som udgangspunkt afspejle den

marginale omkostning til håndtering af ubalancer. Energinet.dk vil arbejde på en

énprismodel. Afregningen af ubalancer skal ses i sammenhæng med Energinet.dk’s

indkøb og brug af reserver, herunder prissætningen af reserverne i markederne

samt størrelsen på ubalancer. Arbejdet skal ske under hensyntagen til de øvrige

markedsdesignændringer, og i tråd med network codes, som sideløbende udvikles i

EU.

Effektubalance afregnes kun i vest

Nogle regler i balancemarkedet er meget komplicerede og svært gennemskuelige.

Eksempelvis findes der afregningsregler som kun gælder i Vestdanmark og kun gælder

store produktionsenheder (kraftværker og havmølleparker). De samme regler findes af

historiske årsager ikke i Østdanmark.

For at skabe et velfungerende marked er der brug for transparente, gennemskuelige og ens

regler.

Energinet.dk anbefaler:

At Energinet.dk arbejder på, at reglerne omkring effektubalanceafregning

forsimples og ændres, så det bliver nemmere for aktører at handle. Ændringerne i

effektubalanceafregningen skal koordineres med det arbejde, der allerede er i gang

i nordisk regi om udvikling af markedet for automatiske reserver.

Mere gennemskuelig afregning af specialregulering

Der er i nordisk regi en regel om specialregulering, som skal sikre, at fejl i TSO’ers elnet,

udfald af udlandsforbindelse eller lign. ikke går ud over aktørerne og deres bud i

regulerkraftmarkedet. Reglen kommer også i spil i perioder, hvor f.eks. meget stor

nordtysk produktion – i meget blæsende perioder – presses nordpå, fordi det ikke kan

komme sydover, da der er en flaskehals i det interne tyske elnet. I de situationer har

Tyskland problemer med at holde balancen i nettet og nedregulerer først egne kraftværker,

derefter spørger de, om danske aktører kan levere specialregulering, altså nedregulere

kraftværker eller vindmøller.

”Specialregulering” er i dag en kilde til forvirring og frustration, da aktører i markedet

afregnes forskelligt afhængig af, om de aktiveres som specialregulering eller i

regulerkraftmarkedet.

Energinet.dk anbefaler:

At principperne og metodikken omkring specialregulering gøres mere transparente

over for markedsaktørerne – arbejdet er allerede i gang.

EFK, Alm.del - 2014-15 (2. samling) - Bilag 54: Markedsmodel 2.0 - Rapport fra Energinet.dk

At Energinet.dk afventer et dansk-tysk pilotprojekt om at koble

regulerkraftmarkederne tættere. De kan på sigt overflødigøre behovet for noget

specialregulering.

At Energinet.dk tager reglen om specialregulering op til vurdering i nordisk regi,

evt. med henblik på at fjerne den. Ændringerne skal laves i overensstemmelse med

det arbejde til ændrede netværkskoder, der sideløbende sker i EU regi.

Desuden har Markedsmodel 2.0-projektet identificeret flere andre markedsmekanismer og

regler, som Energinet.dk foreslår justeret eller ændret.

Kritiske egenskaber

Den generelle opfattelse af forsyningssikkerhed er nok, at så længe der er kul eller

biomasse i kraftværkerne eller blæsevejr og gang i vindmøllerne, så har vi strøm i

stikkontakterne.

Men forsyningssikkerhed handler

ikke

kun om at putte nok kul eller biomasse i ovnene eller

skrue nok op for gashanerne. Tilstrækkelig ”effekt” eller systemtilstrækkelighed er kun den

ene del af at sikre strøm i stikkontakterne. Den anden del af ligningen, ”systemsikkerhed”,

handler om, at selve systemet skal være tilstrækkelig stabilt. Så stabilt, at selvom en

komponent som et kraftværk eller en udlandsforbindelse falder ud, må systemet ikke

komme ud af balance. Det kan f.eks. være, hvis der sker kortslutninger, en komponent er

defekt, eller et stormvejr giver væltede træer og nedfaldne ledninger. Systemsikkerheden

skabes ved hjælp af såkaldte ”systembærende egenskaber”, som i dag leveres fra

kraftværker, jævnstrømsforbindelser eller synkronkompensatorer.

Flere af de i alt 30-40 forskellige tekniske egenskaber leveres af kraftværker. De tekniske

egenskaber er indbygget i værkerne, som i dag er forpligtede til at stille dem til rådighed

for elsystemet. I nogle tilfælde bliver omkostningen ved aktivering kompenseret, andre

gange leveres egenskaben vederlagsfrit.

Men efterhånden som flere kraftværker lukker eller kører i færre og færre timer, vil

egenskaberne mangle. Lidt populært sagt, kan det godt være, at elsystemet formelt har

krav på at få ydelserne vederlagsfrit, men hvis ikke der er nogen til at levere dem, står vi

alle sammen med et gevaldigt problem. Og man bør også både diskutere, om det ikke er

rimeligt, at aktører direkte bliver kompenseret for de tekniske egenskaber, de leverer, og

om der kan skabes konkurrence om at levere ydelserne.

At lave produkter, som kan handles og afregnes, er med til at skabe konkurrence og

derved også gøre plads til nye aktører på markedet, f.eks. vindmøller. Dermed er der heller

ikke tale om, at ændringerne er tænkt til at understøtte kraftværkernes vilkår. Det handler

om at sikre, at markedet også i fremtiden har adgang til de nødvendige, kritiske

egenskaber.

Energinet.dk har i forbindelse med arbejdet med en ny systemydelsesstrategi taget hul på

udfordringerne, bl.a. også TSO’ens rolle og ejerskab af anlæg, der kan levere

systembærende egenskaber.

Energinet.dk anbefaler:

At Energinet.dk laver en analyse, der præcist skal afdække, hvilke tekniske, kritiske

egenskaber og funktionaliteter, der bliver behov for i det fremtidige system, og i

hvilket omfang. På baggrund af analysen arbejdes der på, at behovene

EFK, Alm.del - 2014-15 (2. samling) - Bilag 54: Markedsmodel 2.0 - Rapport fra Energinet.dk

markedsgøres, afregnes eller forsat dækkes vederlagsfrit. Løsningsforslagene skal

være i overensstemmelse med de fælles europæiske network codes.

Sammenfatning

Markedsdesignet skal skabe rammer for markedsbaserede løsninger til en effektiv, grøn

omstilling, og understøtte en øget internationalisering af energimarkederne.

Overordnet er konklusionen i Markedsmodel 2.0-projektet, at det nuværende

markedsdesign på en række punkter er lavet til det nuværende elsystem og ikke til

fremtidens system. I fremtidens system skal markedet kunne endnu mere. Mere

vedvarende energi betyder mere svingende produktion, og forbrugeren skal gå fra primært

at være en passiv modtager til at være en aktiv deltager, der leverer nødvendig

fleksibilitet. Derfor er der behov for alt fra små justeringer og ændringer til mere

grundlæggende forandringer.

En del af ændringerne og justeringerne har Energinet.dk allerede lavet eller er i gang med

at gennemføre.

Flere områder kan kræve ny lovgivning og politisk stillingtagen eller vil kræve enighed i

nordisk regi eller fælles EU-regler.

Omvendt er der områder, hvor det giver god mening at se tiden an og følge det arbejde,

der parallelt bliver lavet i EU og vores nabolande. Vi har brug for at se, i hvilken retning de

bevæger sig. Deres beslutninger vil påvirke det danske elmarked.

Bl.a. er der tid til at følge effektsituationen nærmere, inden der på længere sigt træffes

beslutning om evt. strategisk reserve eller kapacitetsmarked i Østdanmark. Europa-

Kommissionen er netop i gang med en undersøgelse af kapacitetsmekanismerne ifm.

kulegravning af statsstøtteregler, ligesom nabolandenes beslutninger kan få afsmittende

virkning på Danmark. Desuden vil udfordringerne først vise sig om en årrække, og der vil

være tid til at reagere og indføre tiltag – også hvis udviklingen kommer til at gå hurtigere

end ventet. Energinet.dk vil løbende overvåge situationen nøje.

I de kommende uger og måneder vil Energinet.dk arbejde videre med 24 konkrete

aktiviteter i mod en forbedret markedsmodel. Også her vil aktører, der har deltaget i

Markedsmodel 2.0-projektet, blive inviteret til at deltage.

EFK, Alm.del - 2014-15 (2. samling) - Bilag 54: Markedsmodel 2.0 - Rapport fra Energinet.dk

Samlet set er det forventningen, at de foreslåede ændringer vil løse de udfordringer, som

det nuværende markedsdesign vil støde ind i.

Det har kun været muligt at regne på de økonomiske konsekvenser for tiltagene på

effektområdet. Yderligere analyser af f.eks. de kritiske egenskaber - funktionaliteter – skal

afdække de økonomiske konsekvenser på de øvrige områder.

Markedsmodel 2.0-projektet har fokuseret på perioden 2020-2030. Men selv om der i

perioden 2015-2017 er lagt op til en række ændringer og tiltag, som vil lægge vigtige spor

for de næste 10-15 år, så kan de 24 aktiviteter ikke alene løse alle de skitserede

udfordringer. I dag har vi 40 procent vind i vores elsystem, i 2020 har vi over 50 procent

og i 2030 meget mere. Tingene udvikler sig, nye udfordringer og problemer vil vise sig, og

der vil være brug for nye løsninger.

EFK, Alm.del - 2014-15 (2. samling) - Bilag 54: Markedsmodel 2.0 - Rapport fra Energinet.dk

Derfor skal udviklingen løbende følges og vurderes, så vi også fremover har et elmarked

med konkurrence, innovation og sikker forsyning.